改善低速難采區(qū)塊開發(fā)效果探究

《改善低速難采區(qū)塊開發(fā)效果探究》由會員上傳分享，免費在線閱讀，更多相關(guān)內(nèi)容在學(xué)術(shù)論文-天天文庫。

1、改善低速難采區(qū)塊開發(fā)效果探究　　摘要：A塊為某油田低速難采區(qū)塊之一，主要采取蒸汽吞吐開發(fā)方式，因油藏埋藏深、儲層物性差、原油粘度高等原因?qū)е鲁Ｒ?guī)注汽壓力高、干度低、效果差，蒸汽吞吐開采“注不進(jìn)、采不出”，多數(shù)油井關(guān)井或改撈油生產(chǎn)，區(qū)塊一直處于低速難采狀態(tài)。通過開展油藏地質(zhì)特征再認(rèn)識以及以及壓裂改造、粘土防膨、酸化解堵降壓注汽、注汽參數(shù)優(yōu)化等相關(guān)采油工藝配套技術(shù)研究，區(qū)塊開發(fā)效果明顯改善，實現(xiàn)了難采儲量有效動用。關(guān)鍵詞：開發(fā)效果；中圖分類號：TE34文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A文章編號：8A塊地理上位于某省臺安縣境內(nèi)，構(gòu)造上處于遼河西部凹陷西斜坡北端某油田蓮花油層

2、鼻狀構(gòu)造北端。上報探明含油面積1.5km2，石油地質(zhì)儲量767×104t。于1987年投入開發(fā)，主要層系為下第三系沙河街組三段蓮花油層Ⅴ、Ⅵ砂巖組。儲層巖性以厚層塊狀砂礫巖為主，夾薄層泥巖，油層物性較好，平均孔隙度23%，平均滲透率1138×10-3μm2。碳酸巖含量極少。粒度中值為0.44mm，但分選較差，平均分選系數(shù)為1.94。為近物源濁流砂體沉積的特征。Ⅴ砂體儲層以砂礫巖為主，Ⅵ砂體儲層以砂礫巖為主。A塊為純油藏，油層埋深1600～1850m，油層分布主要受砂體分布控制，向西部尖滅，東部被斷層遮擋，北部認(rèn)識較淺，為一巖性～構(gòu)造油藏。油層的展布

3、沿長軸呈北東向，區(qū)塊主體部位較厚，向東西兩側(cè)變薄。1開發(fā)現(xiàn)狀及存在問題1.1開發(fā)歷程按開發(fā)方式劃分，A塊可分為兩個開發(fā)階段：即常規(guī)開采和蒸汽吞吐開采階段，目前為吞吐開采階段。1.1.1常規(guī)采油階段（1987年6月～1988年7月）A塊于1987年按210m井網(wǎng)依靠天然能量進(jìn)行常規(guī)采油，采用泵下?lián)接蜕a(chǎn)，初期平均單井日產(chǎn)油量12.7t，至1988年7月共投產(chǎn)17口井，開井7口，常規(guī)階段產(chǎn)油量3.8406×104t，采油速度0.51%，采出程度0.5%，階段末油層壓力14.2MPA。1.1.2蒸汽吞吐采油階段（1988年8月～1998年9月）（1）19

4、88年8月～1998年9月。1988年8月，A塊按《遼河油田稠油熱采開發(fā)方案》開始蒸汽吞吐開發(fā)。至1998年9月蒸汽吞吐有效期結(jié)束，共吞吐23口井、74井次，平均單井吞吐輪次4.9輪，累計注汽22.0693×104t，階段產(chǎn)油13.9057×104t，階段產(chǎn)水3.7228×104m3，階段采出程度1.81%，吞吐油汽比0.63，階段回采水率16.9%。8（2）1998年10月～2005年12月。由于吞吐效果較差，1998年10月后該塊不再進(jìn)行蒸汽吞吐開采，2003年12月全塊轉(zhuǎn)為撈油生產(chǎn)。（3）2006年1月～目前。通過老井恢復(fù)和新井投產(chǎn)，采取壓裂

5、改造和高壓注汽提高區(qū)塊儲量動用階段。1.2開發(fā)現(xiàn)狀截止2012年12月，A塊共有油井35口，開井26口，日產(chǎn)液252t，日產(chǎn)油64t，綜合含水74.5%，年產(chǎn)油2.0462×104t，年注汽6.5509×104t，年油汽比0.31。累積產(chǎn)油34.6576×104t，累積產(chǎn)水22.8102×104m3，累積注汽25.9523×104t，累計油汽比1.34，累計采注比0.79，采油速度僅為0.27%，采出程度4.43%。1.3開發(fā)過程中存在的問題從區(qū)塊1987年投入全面開發(fā)的開發(fā)歷程來看，除初期上產(chǎn)階段依靠投產(chǎn)新井區(qū)塊日產(chǎn)油達(dá)到100t以后，區(qū)塊產(chǎn)量一

6、路下滑，到1989年就已掉到90t以下，經(jīng)過10年的開發(fā)至1998年底，區(qū)塊日產(chǎn)油只有10t左右，采油速度僅在0.1%左右。到目前經(jīng)過近二十幾年的開發(fā)，采出程度僅為4.5%。1.3.1平面、縱向上油井產(chǎn)能差異大，儲量動用程度差異大8從區(qū)塊投產(chǎn)的23口老井的情況看，產(chǎn)能高的井主要集中在以A24、A022和高A023井所圍成的區(qū)域內(nèi)，其它部位投產(chǎn)的井效果較差。整體的分布情況就是中西部油井產(chǎn)能高，其它部位產(chǎn)能低或不出。在高產(chǎn)區(qū)的石油地質(zhì)儲量約200×104t，采出程度近10%。從已投產(chǎn)的23口老井生產(chǎn)的層位看，有14口井單采Ⅴ砂體，累計產(chǎn)油量大于1×10

7、4t的井有6口，最高的達(dá)3.2×104t；累計產(chǎn)油量大于3000t的有3口。蓮花油層Ⅴ、Ⅵ砂體合采的井有5口，有2口產(chǎn)量在1×104t以上，最早投產(chǎn)的A24井，累計產(chǎn)油達(dá)5.4×104t。而單采Ⅵ砂體的井只有一口累計產(chǎn)油達(dá)到5200t，其它均在1000t以下。這些井投產(chǎn)后的產(chǎn)量情況表明，Ⅴ砂體油井常規(guī)投產(chǎn)，產(chǎn)能高，儲量動用程度較好；Ⅵ砂體油井常規(guī)投產(chǎn)效果極差，儲量動用程度差。2006年完鉆的高3-6-0205井RFT測試資料表明，Ⅴ砂體油層壓力系數(shù)為0.6，Ⅵ砂體油層的壓力系數(shù)為0.8，也說明Ⅴ砂體儲量動用程度好于Ⅵ砂體。1.3.2蒸汽吞吐注汽壓力

8、高、干度低8區(qū)塊注汽壓力統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，隨著吞吐輪次的增加，注汽壓力不僅沒有下降，反而呈現(xiàn)出上升趨勢，部分油井因注不進(jìn)、采不